Histor His orical ical pr pricing icing of of cr crude ude oil oil $/b 75 Spot ¡Prices... ¡Higher ¡ Posted ¡ Official ¡ …and ¡Futures ¡Prices ¡ 70 vola3lity… Price ¡ Price ¡ 65 development ¡of ¡the ¡ financial ¡markets ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ 60 55 50 45 40 35 30 25 20 Majors ¡’ ¡ Control ¡ 15 10 OPEC ¡ 5 Domina3on ¡ 0 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 28 ¡ Source: ¡Plai ¡’s ¡
Development elopment of of int inter erna national ional oil oil mar market ets • ¡Upstream ¡/ ¡downstream ¡ Guarantee ¡ 1970 ¡’s ¡ ¡ ¡decoupling ¡ • ¡Long ¡term ¡ ¡ Security ¡of ¡ ¡ ¡contracts ¡ • ¡Domina3on ¡by ¡OPEC ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ supplies ¡ Controlled ¡ ¡ ¡countries ¡ Markets ¡ • ¡Purchase ¡at ¡the ¡ ¡ • ¡Sharp ¡price ¡rises ¡ 1980 ¡’s ¡ • ¡Spot ¡markets ¡ lowest ¡possible ¡ • ¡Increasing ¡vola3lity ¡ • ¡Future ¡and ¡forward ¡ ¡price ¡ ¡ ¡markets ¡ • ¡Limit ¡financial ¡ ¡ • ¡Supply ¡surplus ¡ Advent ¡of ¡ ¡ risks ¡ Market ¡Freedom ¡ • ¡Moderate ¡prices ¡ ¡ ¡ ¡• ¡Formula ¡price ¡ 1990 ¡’s ¡ Use ¡reliable ¡ • ¡New ¡geopoli3cal ¡order ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡3 ¡ ¡benchmark ¡ ¡ ¡ ¡ benchmark ¡ crude ¡ • ¡Generalized ¡need ¡for ¡ ¡ prices ¡ ¡ ¡ ¡• ¡Screen ¡quota3ons ¡ ¡ ¡ ¡hedging ¡ Advent ¡of ¡ ¡ ¡ ¡ ¡• ¡Swaps ¡& ¡op3ons ¡ Financial ¡Markets ¡ 29 ¡
Crude ude Oil Oil cont contract acts( ( phy physical ical mar market et) Share of world trade « Long Term » Contracts ~60 % – Dura3on: ¡1 ¡year, ¡renewable ¡ Barter ~5 % – Exchange ¡of ¡oil ¡for ¡goods ¡and ¡services ¡ Cargo by cargo ~35 % – Spot: ¡within ¡1 ¡month ¡ – Forward: ¡1 ¡-‑ ¡3 ¡month ¡delivery ¡ 30 ¡
2.3.3 2.3.3 Crude ude oil oil dif differ erent entia iation ion 31 ¡
Crude ude yields ields Demand ¡ Saharan ¡ ¡ Arab ¡light ¡ Brent ¡ Safaniyah ¡ Boscan ¡ (World) ¡ Blend ¡ 0% ¡ LPG ¡ 20% ¡ Lights ¡ 40% ¡ Middle ¡ ¡ 60% ¡ Dis3llates ¡ 80% ¡ Heavy ¡ 100% ¡ Density ¡ 0,837 ¡ 0,855 ¡ 0,893 ¡ 0,806 ¡ 0,995 ¡ ° ¡API ¡ 37,5 ¡ 34 ¡ 27 ¡ 44 ¡ 10,7 ¡ Sulphur ¡content ¡ 0,3 ¡ 1,7 ¡ 2,8 ¡ 0,2 ¡ 5,3 ¡ % ¡vol ¡ 32 ¡
Price ice dif differ erent ential ial 1 1 - - Qualit Quality Dif iffer erent ential ial Light ¡ LIGHT ¡CRUDE ¡ 700 ¡$/t ¡ ° ¡API ¡> ¡33° ¡ Medium ¡ 640 ¡$/t ¡ Heavy ¡ 400 ¡$/t ¡ Light ¡ 700 ¡$/t ¡ HEAVY ¡CRUDE ¡ Medium ¡ ° ¡API ¡< ¡22° ¡ 640 ¡$/t ¡ Heavy ¡ 400 ¡$/t ¡ Light ¡Crude ¡Price ¡> ¡Heavy ¡Crude ¡Price* ¡ (*) ¡Sulphur ¡content ¡differen;al ¡in ¡addi;on ¡ 33 ¡
Price ice dif differ erent entials ials 2 2 - - Trans anspor portation ion Dif iffer erent entials ials North ¡Sea ¡ 2 ¡$/b ¡ Price ¡FOB ¡Gulf ¡+ ¡6 ¡$ ¡ = ¡ Rojerdam ¡ Price ¡FOB ¡North ¡Sea ¡+ ¡2 ¡$ ¡ Arabian ¡Gulf ¡ 6 ¡$/b ¡ 34 ¡
Few ew wor ords ds on on Incot ncoter erms ms • Incoterms have been created in 1936 by the ICC (International Chamber of Commerce). New version Incoterms 2010, applicable as from Jan 1st. 2011 • Set of international rules (11) for the interpretation of trade terms , defined by the ICC • They define the roles and responsibilities between sellers and buyers in terms of costs allocations and risk transfer • Incoterm is almost always mentioned in the contract* *The ¡hierarchy ¡of ¡contractual ¡documents: ¡ 1) ¡Specific ¡terms ¡ 2) ¡GTC’s ¡(General ¡terms ¡and ¡condi;ons) ¡ 3) ¡Incoterms ¡ 35 ¡
The he main main incot incoter erms ms BRENT ¡FOB ¡= ¡Free ¡On ¡Board: ¡ n The ¡cargo ¡is ¡available ¡in ¡the ¡vessel ¡at ¡the ¡loading ¡terminal ¡ n The ¡buyer ¡pays ¡the ¡transporta;on ¡and ¡insurance ¡costs ¡ + ¡transporta;on ¡ + ¡2 ¡$/b ¡ 60 ¡$/b ¡ + ¡insurance ¡ 62 ¡$/b ¡ BRENT ¡CIF ¡= ¡Cost ¡Insurance ¡Freight ¡ ¡ n ¡ ¡The ¡seller ¡ ¡pays ¡the ¡transporta;on ¡costs ¡and ¡the ¡insurance ¡ n ¡ ¡The ¡cargo ¡is ¡available ¡in ¡the ¡offloading ¡terminal ¡ 36 ¡
The he main main Incot ncoter erms ms FOB ¡ CIF ¡ DAP ¡ ¡ Free ¡on ¡Board ¡ Cost ¡Insurance ¡Freight ¡ Delivery ¡at ¡Place ¡ Risks ¡of ¡loss ¡and ¡ damage ¡affec;ng ¡ Buyer ¡ Buyer ¡ Seller ¡ the ¡cargo ¡ Costs ¡resul;ng ¡ from ¡events ¡arising ¡ Buyer ¡ Buyer ¡ Seller ¡ aper ¡loading ¡ Transport ¡charges ¡ Buyer ¡ Seller ¡ Seller ¡ Insurance ¡charges ¡ Buyer ¡ Seller ¡ Seller ¡ Note: ¡In ¡the ¡Incoterms ¡2000, ¡for ¡FOB/CIF ¡transfer ¡of ¡risks ¡occurs ¡when ¡goods ¡passes ¡the ¡ ¡ship’s ¡rail ¡. ¡In ¡the ¡new ¡version ¡ (Incoterms ¡2010) ¡transfer ¡of ¡risks ¡takes ¡place ¡when ¡goods ¡are ¡on ¡board ¡the ¡vessel. ¡ ¡Anyway, ¡as ¡a ¡rule ¡this ¡clause ¡is ¡amended ¡ in ¡the ¡contract ¡specifying ¡that ¡the ¡transfer ¡of ¡risk ¡occurs ¡when ¡the ¡oil ¡passes ¡the ¡vessel’s ¡permanent ¡flange ¡connec;on ¡at ¡ load ¡port. ¡ 37 ¡ ¡
Incot ncoter erms ms 2010 2010 CFR Cost and Freight CIF Cost, Insurance and Freight CIP Carriage and Insurance Paid to CPT Carriage Paid to… DDP Delivered Duty Paid DAT Delivered at Terminal DAP Delivered at Place EXW EX Works FAS Free Alongside Ship FCA Free Carrier FOB Free On Board 38 ¡
Dif iffer erent ent mar market ets (spot pot, , for orwar ard, d, fut utur ure) e) 39 ¡
Pet etroleum oleum mar market ets Physical ¡ SPOT ¡ OTC ¡ ¡ (over ¡the ¡ Da3ng ¡ counter) ¡ FORWARD ¡ FUTURES ¡ Futures ¡ 40 ¡
Phy hysical ical mar market et 41 ¡
Spot pot trans ansact actions ions Free ¡markets, ¡either ¡“spot” ¡or ¡“forward” • Exchanges on a case by case basis • OTC markets (OTC: Over The Counter ) • No regulation body: low price transparency • Actors: – Producers – Refiners – Brokers – Traders • “Spot” prices for some crudes, indexed on benchmark crude prices for the others • “Forward” price = price set for a future delivery 42 ¡
Price ice det deter ermining mining fact actor ors of of the he oil oil mar market ets FUNDAMENTALS ¡ ¡ Day ¡to ¡day ¡balance ¡of ¡the ¡regional ¡physical ¡markets ¡ Produc3on ¡levels ¡and ¡capacity ¡ Varia3on ¡in ¡consump3on ¡ Level ¡and ¡varia3on ¡of ¡the ¡different ¡stocks ¡ The ¡NEWS ¡ ¡ Technical, ¡ economic ¡ and ¡ poli;cal ¡ informa;on ¡ likely ¡ to ¡ ¡ ¡ affect ¡the ¡es;mated ¡supply ¡demand ¡balance ¡even ¡at ¡the ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ pre-‑confirma;on. ¡ TECHNICALS ¡ ¡ Analysis ¡of ¡historical ¡price ¡series, ¡chart-‑methods ¡ 43 ¡
Dail aily publis published hed quot quotations ions for or cr crudes udes and and product pr oducts The most famous reporting agency: PLATT’S In an OTC market, actual prices are known only by the • buyer and the seller To be considered as a benchmark, Brent market has to • be observable (need for REPORTING) PLATT’S journalists assess, with a specific • methodology ( MOC- Market on close), the market and issue a daily price for different crudes and products -‑ ¡ low ¡Plaj ¡’s ¡ high ¡Plaj ¡’s ¡ Dated ¡Brent: ¡ 120,20 ¡ 120,30 ¡ mean ¡of ¡Plaj ¡’s ¡ 120,25 ¡ Other reporting agencies: London Oil Report (LOR), • Petroleum Argus 44 ¡
Extrait ¡de ¡cota;ons ¡Plaj’s ¡ 45 ¡ Les ¡prix ¡en ¡Europe ¡sont ¡indiqués ¡en ¡USD/T, ¡lire ¡les ¡commentaires ¡Plaj’s ¡concernant ¡les ¡densités ¡de ¡ référence ¡
Pla latt’s pr product oduct quot quotations ions ( ( Δ (CIF F - - FOB FOB) ~ 10 10 $/t) $/ Surplus ¡Supply ¡ Deficit ¡Supply ¡ EXPORT ¡ IMPORT ¡ FOB ¡ CIF ¡ FOB ¡ CIF ¡ Parity ¡ Parity ¡ Gasolines ¡in ¡Europe ¡ Diesel ¡in ¡Europe ¡ 46 ¡
Main ain int inter erna national ional car cargo go mar market ets for or oil oil pr product oducts SUPPLY ¡ LOCATION ¡ TYPE ¡ MARKET ¡ US ¡East ¡Coast ¡ Import ¡ US ¡oil ¡market ¡ Gasoline ¡-‑ ¡Europe ¡(summer) ¡ ¡ ¡ ¡ Gas-‑oil ¡-‑ ¡US ¡& ¡Caribbean ¡in ¡ (New-‑York) ¡ winter ¡ ¡ US ¡East ¡Coast ¡power ¡u3li3es ¡ Fuel-‑oil ¡ ¡-‑ ¡US ¡Gulf, ¡Caribbean, ¡ Mediterranean ¡ Gulf ¡of ¡Mexico ¡ Export ¡ Fuel ¡oil, ¡mainly ¡to ¡US ¡East ¡Coast ¡ Local ¡refineries ¡ Gas ¡oil ¡to ¡New-‑York ¡in ¡winter ¡ Caribbean ¡ Europe ¡in ¡summer ¡ NWE/ARA ¡Zone ¡ Export ¡ North ¡West ¡Europe, ¡especially ¡ Local ¡refineries ¡plus ¡products ¡ Import ¡ gas ¡oil ¡to ¡Germany, ¡and ¡for ¡peak ¡demand: ¡US ¡ from ¡Mediterranean, ¡ (Roierdam) ¡ Caribbean ¡and ¡CIS ¡ Med ¡. ¡Zone ¡ Export ¡ Mediterranean ¡refineries ¡ Mediterranean, ¡North ¡West ¡Europe ¡ US, ¡Red ¡Sea ¡, ¡Arabo ¡Persian ¡Gulf ¡ (Gênes, ¡Lavera) ¡ Arabo ¡Persian ¡ Export ¡ Local ¡refineries ¡ Far ¡East, ¡mainly ¡fuel ¡oil ¡and ¡naphtha ¡ Gulf ¡ Singapore ¡refineries ¡ ¡ Singapore ¡ Export ¡ Mainly ¡Japan, ¡also ¡balancing ¡requirements ¡ ¡ of ¡other ¡South ¡East ¡Asian ¡markets ¡and ¡China ¡ 47 ¡
Mar arker er cr crude ude 48 ¡
Spot pot Crude ude Oil Oil Trading ading • The Oil is physically available • Otherwise known as the Cash market • Over 100 grades of Crude traded worldwide (on more than 400 grades of crude worldwide) • Cargo and Cash exchanged almost immediately • Spot Product trading also widespread • All the crude/products can’t be followed on a daily basis, hence the need to have crude/products benchmarks (marker crude) 49 ¡
Benc enchmar hmarks ks ~ Wha hat & Why hy ? • Benchmarks provide a standard industry reference point which is fair, market related, transparent and understood by all participants. • Benchmarks facilitate business by providing a focal point for differential pricing of related commodities • Example: Brent minus $.50 • Two main benchmarks: WTI (West Texas Intermediate in the US, 38 to 40 °API and 0.3 %S) and the Brent (North sea crude, 38 °API and 0.3%S). • Others crude are used locally as benchmark: Oman/Dubaï in the Middle East / Asia. More recently ASCI (Argus Sour Crude Index) for US Gulf Coast. The daily price of the ASCI is the weighted average of all the deals done on 3 crudes (Mars, Poseidon, Southern Green Canyon) and is used by Saudi Arabia, Kuwait, Irak as a benchmark for their exports to the US in their long term contracts. 50 ¡
Eur uropean opean benc benchmar hmark k cr crude: ude: the he Brent ent A ¡Benchmark ¡Crude • A « classical » crude: light (38° API) and sweet (0.3 S%), corresponding to the market demand in Europe • Production in the consuming area, thus possibility of quick supply for the refiner • Considerable physical production( no longer… problem !) • Large number of producers • Brent trade is well organised and attracts a lot of traders • Forward Brent et Dated Brent • 2/3 of the crudes worldwide are priced on the Brent! • Actually Brent price was a price rule of 3 crudes named BFO (since 2002) and became BFOE since June 2007 (Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk) Price ¡transparency ¡? ¡ 51 ¡
Major ajor int inter erna national ional pet petroleum oleum mar market ets BRENT ¡ZONE ¡ ¡OMAN ¡-‑ ¡DUBAI ¡ ¡ZONE ¡ Amsterdam ¡ Roierdam ¡ London ¡ Antwerpen ¡ Tokyo ¡ New-‑York ¡ Genoa ¡ ¡ Lavera ¡ Caribbean ¡ Arabian/ ¡ W.T.I. ¡ Persian ¡ ¡ Singapore ¡ ZONE ¡ Gulf ¡ Crude ¡oil ¡spot ¡market ¡ Products ¡spot ¡market ¡ 52 ¡
3 3 – – Gas Gas Indus ndustry 53 ¡
3.1 3.1 Na Natur ural al gas gas us uses es, , res eser erves es, , suppl upply and and demand demand 3.1.1 Gas uses 54 ¡
Natur Na ural al gas gas us uses es – – compet competit itor ors ELECTRICITY ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡GASOIL ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡LPG ¡ GPL ¡ Résiden;el ¡& ¡ Commercial ¡ COAL ¡ Genera;on ¡ Power. ¡ FUEL ¡OIL ¡ GAZ ¡ NATUREL ¡ NUCLEAR ¡ ¡ ¡+ ¡OTHERS ¡ Industry ¡ ELECTRICITY ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡COAL ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡FUEL ¡ OIL ¡ 55 ¡ G181*17 ¡
Ener nergy cont context xt Combined ombined Cycle le Gas Gas Tur urbine bine (CCGT GT) 56 ¡
3.1 3.1 Na Natur ural al gas gas us uses es, , res eser erves es, , suppl upply and and demand demand 3.1.2 Gas reserves and productions 57 ¡
Con onvent entional ional gas gas res eser erves es Proven ¡reserves: ¡187 ¡100 ¡Gm 3 ¡= ¡168 ¡Gtoe ¡(01.01.2011) ¡ Marketed ¡produc;on: ¡3193 ¡Gm 3 ¡= ¡2.9 ¡Gtoe ¡(2010) ¡ 31% ¡ 26% ¡ ¡27% ¡ 24% ¡ ¡ 16% ¡ 19% ¡ 9% ¡ ¡ 2% ¡ 5% ¡ 41% ¡ ¡ Europe ¡ CIS ¡ North ¡America ¡ ¡8% ¡ 7% ¡ ¡ ¡15% ¡ 18% ¡ 3% ¡ 9% ¡ Reserves ¡ Africa ¡ 14% ¡ 12% ¡ 5% ¡ ¡ 5% ¡ ¡4% ¡ Produc;on ¡ Asia-‑Oceania ¡ Consump;on ¡ South ¡& ¡Central ¡ America ¡ Middle ¡East ¡ Source ¡: ¡BP ¡Stat ¡Review ¡ 58 ¡ A113*6 ¡– ¡July ¡2010 ¡ 58 ¡
Proven en con convent entional ional na natur ural al gas gas res eser erves es Reserves ¡ % ¡ Ra;o ¡R/P ¡ (Bcm) ¡ North ¡America ¡ 10800 ¡ 5 ¡ 12 ¡ United ¡States ¡ 8500 ¡ 4 ¡ 13 ¡ Canada ¡ 2000 ¡ 1 ¡ 12 ¡ S. ¡& ¡Cent. ¡America ¡ 7600 ¡ 4 ¡ 45 ¡ Venezuela ¡ 5500 ¡ 3 ¡ >100 ¡ Bolivia ¡ 300 ¡ 0.1 ¡ 18 ¡ Europe ¡ 4000 ¡ 2 ¡ 12 ¡ R/P ¡= ¡ Norway ¡ 2100 ¡ 1 ¡ 20 ¡ Reserves ¡(1.1.2012) ¡/ ¡ Netherlands ¡ 1100 ¡ 1 ¡ 17 ¡ Produc;on ¡(2011) ¡ FSU ¡ 74700 ¡ 36 ¡ 96 ¡ (brute ¡– ¡re-‑injected) ¡ Russia ¡ 44600 ¡ 22 ¡ 74 ¡ Turkmenistan ¡ 24300 ¡ 12 ¡ >100 ¡ Africa ¡ 14500 ¡ 7 ¡ 72 ¡ Nigeria ¡ 5100 ¡ 3 ¡ >100 ¡ Algeria ¡ 4500 ¡ 2 ¡ 58 ¡ Middle ¡East ¡ 80000 ¡ 38 ¡ >100 ¡ Iran ¡ 33100 ¡ 16 ¡ >100 ¡ Qatar ¡ 25000 ¡ 12 ¡ >100 ¡ Asia-‑Pacific ¡ 16800 ¡ 8 ¡ 35 ¡ Indonesia ¡ 3100 ¡ 2 ¡ 37 ¡ China ¡ 3100 ¡ 2 ¡ 30 ¡ TOTAL ¡WORLD ¡ 208400 ¡ 100 ¡ 64 ¡ Source: ¡BP ¡Stat. ¡Review ¡ 59 ¡ G212*20 ¡– ¡September ¡2012 ¡ ¡
3.1 3.1 Na Natur ural al gas gas us uses es, , res eser erves es, , suppl upply and and demand demand 3.1.3 Gas demand 60 ¡
Wor orld ld Demand emand 61 ¡ Source ¡IGU ¡
Wor orld ld na natur ural al gas gas cons consumpt umption ion in in 2011 2011 (10 10 9 m 3 ) ) 864 ¡ 600 ¡ CIS ¡ 502 ¡ North ¡America ¡* ¡ Europe ¡ 403 ¡ 110 ¡ 591 ¡ Middle ¡ 155 ¡ Africa ¡ East ¡ South ¡& ¡Central ¡ Asia ¡Pacific ¡ America ¡ World ¡Total ¡3 ¡223 ¡10 9 m 3 ¡ Source ¡: ¡BP ¡Sta3s3cal ¡Review ¡ 62 ¡ G311 ¡– ¡Septembre ¡2012 ¡
Gas Gas demand: demand: Envir ironment onmental al concer concerns ns BEFORE • Gas used to be considered as environmental-friendly and was not associated with other fossil fuel – Gas was then foreseen as the energy for the 21st century NOW • Gas is no longer seen as a green energy even tough it is the cleanest fossil fuel, and renewable energies are requested – Gas demand hinges upon implementation of the environmental policy • Energy efficiencies have already been put in place in the recent years due to high gas prices • The economic crisis has enhanced environmental concerns • Environmental policies could be set up within the economic crisis time frame (energy efficiency…) and lead to a gas demand destruction (vs to a gas demand reduction) • Growing environmental concerns could strongly impact gas demand 63 ¡
Main ain gas gas pr producer oducers and and cons consumer umers - - 2011 2011 PRODUCTION ¡ Mtoe/y ¡ United ¡States ¡ ¡ ¡ ¡ ¡592 ¡ Russia ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡546 ¡ Canada ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡144 ¡ Iran ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡137 ¡ Qatar ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡132 ¡ China ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡92 ¡ Norway ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡91 ¡ Saudi ¡Arabie ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡89 ¡ Algeria ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡70 ¡ Indonesia ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡68 ¡ Total ¡mondial ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡2955 ¡ CONSUMPTION ¡ Mtoe/y ¡ United ¡States ¡ ¡ ¡ ¡ ¡626 ¡ Russia ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡382 ¡ Iran ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡138 ¡ China ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡118 ¡ Japan ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡95 ¡ Canada ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡94 ¡ Saudi ¡Arabia ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡89 ¡ United ¡Kingdom ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡72 ¡ Germany ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡65 ¡ Italy ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡64 ¡ Total ¡mondial ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡2906 ¡ Source ¡: ¡BP ¡Sta3s3cal ¡review ¡ 64 ¡ S342*14 ¡– ¡Septembre ¡2012 ¡
Impact mpact of of the he cr cris isis is on on Gas Gas demand: demand: for or the he fir irst time ime a a realit eality n 1st year of major European gas demand % Change in Jan-June 2009 decline after 30 years of largely unbroken growth n According to CERA: ~ -35 Gm3 in 2009 divided into: -‑14% ¡in ¡2009 ¡for ¡industrial ¡gas ¡demand ¡ – -‑13% ¡in ¡2009 ¡for ¡power ¡demand ¡ – +6% ¡in ¡2009 ¡for ¡residen3al ¡and ¡commercial ¡demand ¡ – (cold ¡winter) ¡ Source ¡Cera ¡ European gas • consumption forecasts falling even deeper than expected – quick recovery looks increasingly unlikely No recovery until 2010 • at the earliest but gas demand won’t reach 2008 levels until 2013/2014 (equivalent of several years of lost growth) 65 ¡ 65 ¡ 65 ¡ 65 ¡
3.2 3.2 Recent ecent key ey evolut olution ion af affect ecting ing the he Gas Gas Indus ndustry • Gas Fired power generation (CCGT) • Unconventional Gas (tight, shale, CBM) • Liquefied Natural Gas (LNG) 66 ¡
Reminder eminder of of « con convent entional ional » ver ersus us « Uncon Unconvent entional ional gas gas » » Schema;c ¡geology ¡of ¡natural ¡gas ¡ resources ¡ 67 ¡
3.2.1 3.2.1 Uncon Unconvent entional ional gas gas • Tight Gas • Shale Gas • Coal Bed Methane (CBM) 68 ¡
3.2.1 3.2.1 Uncon Unconvent entional ional gas gas Tight ight gas gas • Similar to conventional gas – Source ¡rock ¡ – Reservoir ¡rock ¡ • But very low permeability – Similar ¡to ¡shale ¡gas ¡ 69 ¡
3.2.1 3.2.1 Uncon Unconvent entional ional gas gas Shale hale gas gas • No migration – The ¡source ¡rock ¡is ¡also ¡the ¡reservoir ¡ • No « dome shaped » reservoir – Compara3vely ¡to ¡conven3onal ¡gas ¡or ¡3ght ¡gas, ¡ thin ¡layers ¡of ¡gas-‑prone ¡forma3on ¡ • Low permeability 70 ¡
3.2.1 3.2.1 Uncon Unconvent entional ional gas gas Coal oal Bed ed Met ethane hane (CBM) • Also known as Coal Seam Gas (CSG) • Gas is adsorbed onto the coal and maintained in this status by hydraulic pressure • Used to be the main hazard in coal mines (explosions) 71 ¡
Film Film Shale hale gas gas pr product oduction ion 72 ¡
3.2.1 3.2.1 Uncon Unconvent entional ional gas gas Frac acking king Target is to improve permeability by inducing micro- • fractures in the rocks (fracking) Principle is: • – Use ¡the ¡non-‑compressibility ¡of ¡liquids ¡(ie. ¡Water) ¡to ¡ transmit ¡high ¡pressure ¡to ¡the ¡rock ¡to ¡fracture ¡ – Maintain ¡micro-‑fractures ¡open ¡a~er ¡the ¡pressure ¡shock ¡by ¡ sending ¡micro-‑par3cles ¡(sand) ¡into ¡the ¡micro-‑fractures ¡ Sand will not naturally be evenly distributed in pure • water: – Use ¡addi3ves ¡to ¡obtain ¡a ¡good ¡sand ¡distribu3on ¡ These additives are the know-how of drilling • contractors – Keep ¡formula ¡as ¡commercialy ¡sensi3ve ¡informa3on ¡ 73 ¡
Main ain Envir ironment onmental al is issues ues in in Shale hale Gas Gas Product oduction ion • Water table pollution : – Issue ¡: ¡pollu3on ¡of ¡water ¡tables ¡during ¡drilling ¡or ¡produc3on ¡ – Mi3ga3on ¡: ¡proper ¡drilling/cementa3on ¡when ¡crossing ¡water ¡table ¡ horizon ¡(say ¡100m); ¡gas ¡produc3on ¡itself ¡much ¡deeper ¡(say ¡3000m) ¡ • Use of chemical additives : – Issue ¡: ¡toxicity ¡of ¡addi3ves ¡injected ¡in ¡water ¡to ¡keep ¡even ¡distribu3on ¡ of ¡sand ¡grains ¡in ¡frack ¡fluid ¡ – Mi3ga3on ¡: ¡most ¡addi3ves ¡now ¡edible ¡and ¡derived ¡from ¡food ¡industry. ¡ • Micro Seismicity : – Issue ¡: ¡fracking ¡may ¡induce ¡fractures ¡or ¡seismic ¡ac3vity ¡up ¡to ¡surface ¡ – Mi3ga3on ¡: ¡fracking ¡occurs ¡very ¡deep ¡(3000m); ¡careful ¡geological ¡ studies ¡before ¡and ¡monitoring ¡during ¡fracking ¡opera3ons ¡ 74 ¡
3.2.1 3.2.1 Uncon Unconvent entional ional gas gas US US uncon unconvent entional ional gas gas revolut olution ion US ¡unconven;onal ¡gas ¡produc;on ¡and ¡forecast ¡ ¡ US : main country for unconventional gas production • Now accounts for over half of total US gas production (52% in 2009), with tight • gas the leading unconventional source but shale gas output is growing fastest Minimum cost of production in the US evaluated from 3.3 to 5.0 $/Mbtu • Unconventional gas brings worldwide gas reserves from 60 to 250 years. • 75 ¡
3.3 3.3 Na Natur ural al Gas Gas Trans anspor portation ion • 331 Pipelines • 332 LNG • 333 Other technologies 76 ¡
3.3.1 3.3.1 Pipe ipe Trans anspor portation ion Need for Need or compr compres ession ion : : pr pres essur ure e dr drop op 90 ¡ 80 ¡ 70 ¡ 60 ¡ 50 ¡ bar ¡ 40 ¡ 30 ¡ 20 ¡ 10 ¡ 0 ¡ 0 ¡ 10 ¡ 20 ¡ 30 ¡ 40 ¡ 50 ¡ 60 ¡ 70 ¡ 80 ¡ 90 ¡ 100 ¡ 110 ¡ 120 ¡ 130 ¡ km ¡ 15 ¡10 9 ¡m 3 /y ¡ 12 ¡10 9 ¡m 3 /y ¡ 9 ¡10 9 ¡m 3 /y ¡ 36’’ ¡pipe, ¡i.e. ¡900 ¡mm ¡ 77 ¡ 77 ¡ 77 ¡ 77 ¡
3.3.1 Pipeline 3.3.1 ipeline trans anspor portation ion For ¡a ¡given ¡diameter ¡D, ¡there ¡is ¡an ¡op;mal ¡flow ¡rate ¡Q ¡ for ¡which ¡the ¡unit ¡cost ¡of ¡transporta;on ¡in ¡minimal ¡ Total ¡Cost ¡ Unit ¡Cost ¡($/MMBtu/1000 ¡km) ¡ Pipeline ¡ Costs ¡ Compression ¡ Costs ¡ Flow ¡Rate ¡Q ¡(Bcm/yr) ¡ 78 ¡ 78 ¡
3.3.1 3.3.1 Pipeline ipeline trans anspor portation ion cos cost es estima imates es P 1 ¡ P 2 ¡ P 1 ¡ P 2 ¡ P 1 ¡ P 2 ¡ D ¡ Q ¡ Diameter ¡ ¡ ¡ ¡mm ¡ 800 ¡ 1000 ¡ 1200 ¡ 1400 ¡ ¡ ¡ ¡inches ¡ 32 ¡ 40 ¡ 48 ¡ 56 ¡ Investment ¡(M$/1000 ¡km) ¡ 1300 ¡ 1600 ¡ 2000 ¡ 2300 ¡ These ¡es;mates ¡are ¡valid ¡for ¡interna;onal ¡pipes ¡over ¡hundreds/thousands ¡km ¡ Opera;ng ¡costs ¡of ¡the ¡gas ¡pipe: ¡1 ¡to ¡3% ¡of ¡investment ¡ par ¡year ¡ 79 ¡ 79 ¡ 79 ¡ 79 ¡
3.3.1 3.3.1 Pipeline ipeline trans anspor portation ion • Natural gas fills a volume 1000 times larger than crude oil for the same energy content. • Long-distance transportation costs for gas are higher than those for oil – by a factor of five to ten • Natural gas transportation is characterized by very large economies of scale • Share of transportation/distribution costs in overall natural gas supply costs is large • Key factors in costs are: – Pipe diameter and pressure – Pipe cost is proportional to its diameter • Parker (University of California) has estimated the cost breakdown as 26% materials, 45% labor, 22% way leaves (right of way), and 7% miscellaneous 80 ¡ 80 ¡
LNG LNG vs. . Gas Gas pipe pipe LNG ¡is ¡by ¡far ¡the ¡most ¡effec;ve ¡way ¡(technical ¡and ¡economic) ¡to ¡transport ¡ natural ¡gas ¡from ¡remote ¡reserves ¡to ¡the ¡main ¡consuming ¡areas. ¡ Transporta;on ¡cost ¡ Pipe ¡vs. ¡LNG ¡ LNG ¡tanker ¡ Gas ¡pipe ¡ 81 ¡ Source ¡: ¡AFTP ¡les ¡journées ¡annuelles ¡du ¡pétrole ¡2008 ¡ ¡ 81 ¡
3.3.1 3.3.1 Pipeline ipeline trans anspor portation ion Examples xamples of of Pipeline ipeline Data a Trans-Mediterranean Pipeline: Algeria – HassiR’Mel – Tunisia • Border, 48 inches (diameter), 547 km (length), 33.0 Bcm/year (capacity) Greenstream: Waffah – Mellitah (onshore), 32 inches, 550 km, • 11.5 Bcm/year Interconnector UK – Zeebrugge, 40 inches, 240 km, 20 Bcm/ • year Gazoduc Maghreb Europe (GME) : Hassi R’Mel – Cordoba, • 48 inches, 1600 km, 12 Bcm/yr Medgaz : Beni Saf (Algeria) – Almeria (Spain), 24 inches, • 210 km, 8 Bcm/yr, offshore,max water depth 2160 m 82 ¡
Na Natur ural al Gas Gas trans ansmis mission ion net networ ork k in in Eur urope ope Démarrage Capacité Capacity Starting Country Pays Terminal Mt/y date (Mt/y) Belgique Zeebrugge 1987 5,70 Espagne Barcelone 1968 10,87 Espagne Huelva 1988 7,98 Espagne Cartagena 1989 5,72 Gas ¡pipeline ¡ Espagne Bilbao 2003 5,00 Gazoduc Gazoduc Espagne Sagunto 2006 2,75 Liquefac;on ¡plant ¡ Espagne Reganosa 2007 4,50 Usine de liquéfaction Usine de liquéfaction France Fos-sur-Mer 1972 5,07 Gasifica;on ¡terminal ¡ Terminal de regazéification Terminal de regazéification France Montoir 1980 7,25 Teeside Grêce Revithoussa 2000 1,60 Zeebrugge Italie Panigaglia 1971 3,50 Portugal Sines 2003 4,00 Grain Turquie Marmara 1994 4,20 Turquie Izmir 2003 4,38 Roy.-Uni Grain LNG 2005 3,30 Roy.-Uni Teeside LNG 2007 3,00 Montoir Bilbao Reganosa La Spezia Fos Barcelone Marmara Sines Sagunto Izmir Carthagène Skikda Revithoussa Huelva Arzew Idku Damietta Marsa El Brega 83 ¡ Source : Commission Européenne
Major ajor na natur ural al gas gas inf infras astruct uctur ure e pr project ojects in in Eur urope ope Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Snohvit Britpipe-Langeled Britpipe-Langeled Britpipe-Langeled Britpipe-Langeled Britpipe-Langeled Britpipe-Langeled Britpipe-Langeled Britpipe-Langeled Yamal II Yamal II Yamal II Yamal II Yamal II Yamal II Yamal II Yamal II Kvitebjorn-Bergen Kvitebjorn-Bergen Kvitebjorn-Bergen Kvitebjorn-Bergen Kvitebjorn-Bergen Kvitebjorn-Bergen Kvitebjorn-Bergen Kvitebjorn-Bergen NEGP NEGP NEGP NEGP NEGP NEGP NEGP NEGP Skanled Symphony Symphony Symphony Symphony Symphony Symphony Symphony Symphony Pipe Pipe Liquefaction plant Liquefaction plant Regasification terminal Regasification terminal Teeside Under construction or proposed Under construction or proposed BBL BBL BBL Isle of Grain Isle of Grain Isle of Grain Isle of Grain Isle of Grain Isle of Grain Isle of Grain Isle of Grain Pipe Pipe Milford Haven Milford Haven Milford Haven Milford Haven Milford Haven Milford Haven Milford Haven Milford Haven Liquefaction plant Liquefaction plant Regasification terminal Regasification terminal Nabucco Nabucco Nabucco Nabucco Nabucco Nabucco Nabucco Nabucco Le Verdon Le Verdon Le Verdon Le Verdon Le Verdon Le Verdon Le Verdon Le Verdon Rovigo Rovigo Rovigo Rovigo Rovigo Rovigo Rovigo Rovigo South Stream Reganosa - El Ferrol Reganosa - El Ferrol Reganosa - El Ferrol Reganosa - El Ferrol Reganosa - El Ferrol Reganosa - El Ferrol Reganosa - El Ferrol Reganosa - El Ferrol South Caucasus South Caucasus South Caucasus South Caucasus South Caucasus South Caucasus South Caucasus South Caucasus Fos 2 Fos 2 Fos 2 Fos 2 Fos 2 Fos 2 Fos 2 Fos 2 EGL Line TCP Barcelone Sagunto Sagunto Sagunto Sagunto Sagunto Sagunto Sagunto Sagunto Brindisi Brindisi Brindisi Brindisi Brindisi Brindisi Brindisi Brindisi Galsi Galsi Galsi Galsi Galsi Galsi Galsi Galsi Sines Sines Sines Sines Sines Sines Sines Sines Izmir From From From Medgaz Medgaz Medgaz Medgaz Medgaz Medgaz Medgaz Medgaz Bursa-Komotini Bursa-Komotini Bursa-Komotini Bursa-Komotini Bursa-Komotini Bursa-Komotini Bursa-Komotini Bursa-Komotini Turkménistan Turkménistan Turkménistan Idku Idku Idku Idku Idku Idku Marsa El Brega Damietta Damietta Damietta Damietta Damietta Damietta TSGP TSGP Source : Eurogas From Nigeria From Nigeria From Nigeria From Nigeria 84 ¡ Source ¡: ¡Eurogas ¡
3.3.2 3.3.2 - - Liquef Liquefied ied Na Natur ural al Gas Gas (LNG) LNG) 85 ¡
3.3.2 3.3.2 LNG LNG Principle inciple • Liquefied Natural Gas (LNG) – Mostly ¡methane ¡(CH₄) ¡(> ¡90%) ¡ – Liquid ¡at ¡-‑160°C ¡at ¡atmospheric ¡pressure ¡ – Low ¡specific ¡gravity ¡(around ¡0,45) ¡ – 1m3 ¡of ¡LNG ¡equals ¡600 ¡m3 ¡of ¡natural ¡gas ¡at ¡20°C/ 1 ¡bar ¡ 86 ¡
LNG LNG The he LNG LNG Chain hain Condensate s ¡ 87 ¡
3.3.2 3.3.2 LNG LNG LNG LNG Plant lant – – simplif implified ied income income statement ement oil ¡ 100 ¡ $/bbl ¡ gas ¡europe ¡ 25 ¡ €/mwh ¡ 9,4 ¡ $/mbtu ¡ gas ¡US ¡ 3 ¡ $/mbtu ¡ 3 ¡ $/mbtu ¡ gas ¡Asia ¡ 14% ¡ % ¡oil ¡price ¡ 14 ¡ $/mbtu ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ G$/yr ¡ Asia ¡ Europe ¡ US ¡ LNG ¡ 6 ¡ mtpa ¡ 312 ¡Tbtu/yr ¡ 4,4 ¡ 2,9 ¡ 0,9 ¡ Condensates ¡ ¡30 ¡000 ¡ ¡ ¡ ¡ ¡bpd ¡ ¡ ¡9 ¡900 ¡000 ¡ ¡ ¡ ¡bbl/yr ¡ 1,0 ¡ 1,0 ¡ 1,0 ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡ Total ¡revenues ¡ 5,4 ¡ 3,9 ¡ 1,9 ¡ % ¡condensate ¡vs ¡total ¡ 18% ¡ 25% ¡ 51% ¡ condensates ¡income ¡ 3,2 ¡ $/mbtuLNG ¡ 88 ¡
3.3.3 3.3.3 Na Natur ural al Gas Gas Trans anspor portation ion Ot Other her tec echnologies hnologies • Gas ¡Pipeline ¡ ¡: ¡ • ¡Natural ¡Gas ¡is ¡transported ¡in ¡gaseous ¡state ¡at ¡high ¡pressure ¡ • LNG ¡ ¡: ¡ Liquefied ¡Natural ¡Gas ¡ • Natural ¡Gas ¡is ¡cooled ¡down ¡to ¡minus ¡160 ¡deg ¡C ¡and ¡transported ¡in ¡liquid ¡ state ¡at ¡atmospheric ¡pressure ¡ • GTL ¡ ¡: ¡ Gas ¡To ¡Liquids ¡ • Natural ¡Gas ¡is ¡converted ¡to ¡Petroleum ¡Products ¡(Diesel, ¡Jet ¡fuel ¡etc…) ¡and ¡ then ¡transported ¡as ¡conven3onal ¡liquid ¡hydrocarbons ¡at ¡atmospheric ¡ pressure ¡ • Fer;lizers ¡: ¡ • Natural ¡Gas ¡is ¡used ¡as ¡feedstock ¡to ¡a ¡Fer3lizer ¡Plant, ¡and ¡then ¡transported ¡as ¡ fer3lizer. ¡ • Petrochemicals ¡: ¡ • Natural ¡Gas ¡is ¡used ¡as ¡feedstock ¡to ¡a ¡Petro ¡Chemical ¡Plant, ¡and ¡then ¡ transported ¡as ¡Petrochemical ¡Products ¡ 89 ¡
3.4 3.4 Na Natur ural al Gas Gas Stor orage ge 1. Flexibility requirements – Strategic ¡storage ¡ – Long ¡term ¡/ ¡Seasonal ¡ – Short ¡term ¡/ ¡intraday ¡ 2. Sources of flexibility – Various ¡types ¡of ¡underground ¡storage ¡ – Supply ¡contracts ¡flexibility ¡ – LNG ¡ 90 ¡
3.4 3.4 Na Natur ural al Gas Gas Stor orage ge • 341 Flexibility requirements • 342 Storage technologies 91 ¡
3.4.1 3.4.1 Fle lexibilit xibility requir equirement ements – – Strategic gic Stor orage ge • Increasing share of imports and of unpredictability in European supplies : – Piped ¡Gas ¡: ¡third ¡party ¡countries ¡interference ¡ (Ukraine, ¡Bielorussia) ¡ – LNG ¡: ¡economic ¡arbitrage ¡ 92 ¡
3.4.1 3.4.1 Fle lexibilit xibility requir equirement ements Seas easonal onal Fle lexibilit xibility • Capacity to supply increased seasonal gas requirements • European peak : winter • Asian peaks : winter and summer (air conditionning) • US : isolated thanks to shale gas 93 ¡
3.4.1 3.4.1 Fle lexibilit xibility requir equirement ements - - Shor hort ter erm One week in Germany Summer 2011 Source ¡: ¡RTE ¡ 94 ¡
3.4.2 3.4.2 Stor orage ge Tec echnologies hnologies Various ¡types ¡of ¡Underground ¡Storage ¡: ¡ • . ¡ ¡ ¡ Depleted ¡fields ¡: ¡several ¡BCM ¡-‑ ¡fit ¡for ¡strategic/seasonal ¡storage ¡ • A ¡former ¡gas ¡fields ¡is ¡converted ¡to ¡receive ¡gas ¡for ¡storage ¡ • Very ¡large ¡capacity, ¡implying ¡a ¡large ¡« ¡cushion ¡gas ¡» ¡volume ¡ • Slow ¡injec3on ¡/ ¡withdrawal ¡flowrate ¡(say ¡150 ¡days) ¡ • Aquifer ¡reservoir ¡: ¡0,5 ¡to ¡5 ¡BCM ¡-‑ ¡fit ¡for ¡strategic/seasonal ¡storage ¡ • A ¡gas ¡3ght ¡underground ¡« ¡dome ¡» ¡limited ¡at ¡boiom ¡by ¡water ¡table ¡ • Large ¡capacity, ¡large ¡cushion ¡gas ¡ ¡ • Slow ¡injec3on ¡/ ¡withdrawal ¡rate ¡ • Salt ¡Caverns ¡: ¡0,01 ¡to ¡0,5 ¡BCM ¡– ¡fit ¡for ¡short ¡term ¡« ¡peak ¡» ¡storage ¡ • A ¡hole ¡(say ¡300m ¡high ¡/60m ¡dia) ¡is ¡created ¡in ¡underground ¡salt ¡layer ¡or ¡ ¡ • salt ¡dome, ¡by ¡washing ¡out ¡the ¡salt ¡: ¡injec3ng ¡water ¡and ¡collec3ng ¡the ¡brine ¡ Small ¡capacity, ¡low ¡cushion ¡gas ¡volume, ¡which ¡can ¡be ¡collected ¡back ¡ ¡ • 100% ¡at ¡decomissioning ¡of ¡facility ¡ ¡ 95 ¡ very ¡fast ¡injec3on ¡/ ¡withdrawal ¡(say ¡20 ¡days) ¡ •
LNG vs Under LNG Underground ound stor orage ge • ¡ ¡ LNG ¡Terminal ¡ ¡ ¡ ¡ ¡UGS ¡ LNG ¡storage ¡ 360 ¡000 ¡ m3 ¡ Equiv ¡gas ¡volume ¡ 0,22 ¡ bcm ¡ 2,7 ¡ bcm ¡ Energy ¡storage ¡ 2,38 ¡ Twh ¡ 29 ¡ Twh ¡ Approx ¡max ¡sendout ¡ 10 ¡ bcma ¡ 13 ¡ bcma ¡ ¡ ¡ 333 ¡ Gwh/d ¡ 447 ¡ Gwh/d ¡ 96 ¡
Fle lexibilit xibility Suppl upply - - LNG LNG LNG is a source of short term flexibility : • – High ¡emission ¡flowrate ¡ – Competes ¡with ¡salt ¡caverns ¡for ¡emission ¡flowrates ¡ – Less ¡intraday ¡market ¡op3miza3on ¡capabili3es ¡than ¡salt ¡caverns ¡(no ¡ injec3on ¡capaci3es) ¡ LNG in Europe is not a reliable source of seasonal • flexibility : – Low ¡storage ¡capaci3es ¡: ¡offloading ¡terminals, ¡not ¡storage ¡ – LNG ¡is ¡used ¡as ¡arbitrage ¡between ¡different ¡markets ¡(Asia ¡vs ¡Europe), ¡ not ¡as ¡arbitrage ¡between ¡seasons ¡ – Seasonal ¡demand ¡peaks ¡in ¡winter ¡in ¡Asia ¡and ¡in ¡Europe ¡ 97 ¡
Na Natur ural al Gas Gas Stor orage ge in in Eur urope ope Yearly ¡cons ¡ storage ¡ st ¡ra;o ¡ BCMA ¡ BCM ¡ % ¡ ¡ ¡ UK ¡ 98 ¡ 3,7 ¡ 4% ¡ Germany ¡ 86 ¡ 10,6 ¡ 12% ¡ Italy ¡ 78 ¡ 16,5 ¡ 21% ¡ France ¡ 50 ¡ 11,7 ¡ 23% ¡ Netherlands ¡ 42 ¡ 5 ¡ 12% ¡ Spain ¡ 36 ¡ 2,7 ¡ 7% ¡ Europe ¡: ¡12% ¡ 98 ¡
Int nter erna national ional Na Natur ural al Gas Gas Trade ade 99 ¡ 99 ¡ 99 ¡
3.5 3.5 Int nter erna national ional Na Natur ural al Gas Gas Trade ade 100 ¡
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